Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Факторы эффективности тарифного регулирования в сфере теплоснабжения 16
1.1 Причины регулирования тарифов в сфере теплоснабжения 16
1.2 Основные виды тарифного регулирования естественных монополий и возможности их применения для сферы теплоснабжения 24
1.3 Эмпирическая оценка эффектов применения различных методов тарифного регулирования в современных исследованиях 43
ГЛАВА 2 Состояние сферы теплоснабжения в россии и основные проблемы тарифного регулирования 48
2.1 Особенности методов тарифного регулирования сферы теплоснабжения в России 49
2.2 Сложившиеся проблемы в сфере теплоснабжения в России как результат действовавших ранее методов тарифного регулирования сферы 65
ГЛАВА 3 Эмпирический анализ влияния долгосрочных методов тарифного регулирования на оценку ожидаемой прибыли 87
3.1 Оценка влияния методов тарифного регулирования на поведение участника сферы теплоснабжения на основе данных о конкурсах за концессионное соглашение 89
3.2 Описание модели и эмпирические гипотезы исследования 93
3.3 Описание базы данных и переменных 99
2.7 Влияние применения долгосрочных параметров регулирования тарифов на решение потенциального инвестора в сфере теплоснабжения 110
Заключение 118
Список использованных источников 123
- Эмпирическая оценка эффектов применения различных методов тарифного регулирования в современных исследованиях
- Сложившиеся проблемы в сфере теплоснабжения в России как результат действовавших ранее методов тарифного регулирования сферы
- Описание модели и эмпирические гипотезы исследования
- Влияние применения долгосрочных параметров регулирования тарифов на решение потенциального инвестора в сфере теплоснабжения
Эмпирическая оценка эффектов применения различных методов тарифного регулирования в современных исследованиях
В отдельных случаях существование одной фирмы может быть экономически более эффективным, чем существование нескольких фирм. К таким относится случай естественной монополии, существование которой обусловлено достижением более высокой производственной эффективности. Сфера централизованного теплоснабжения во многих ситуациях обладает признаками естественной монополии, предоставление услуг которой осуществляется на локальных рынках.
Естественная монополия предполагает наличие такой технологии, при которой функция затрат является субаддитивной для производства определенного объема продукции. То есть в заданных пределах объема спроса производить продукцию при помощи одной фирмы относительно дешевле, чем при помощи нескольких фирм, то есть средние издержки одной фирмы ниже, чем у нескольких фирм (отмечено в работе Baumol, Panzar, Willig, 1982 [Schweizer U.,1984]).
Подтверждения тезиса о субаддитивности функции издержек целесообразно предварить кратким анализом производственных технологий, которые присутствуют в сфере теплоснабжения. Производственная цепочка в теплоснабжении включает в себя производство тепловой энергии, ее транспортировку по тепловым сетям (передача и распределение) и сбыт. Тепловая энергия производится при сжигании топлива (на тепловых электростанциях или котельных); при использовании и преобразовании электрической энергии (электрические обогреватели или электрические котельные); при использовании геотермальной энергии и воздуха (тепловые насосы); при использовании атомной энергии (АЭС). Передача и распределение тепловой энергии осуществляется при помощи двух типов теплоносителей – горячей воды или пара. Тепловую энергию, отпускаемую с паром, обычно получают на промышленных ТЭС, она чаще используется в различных отраслях промышленности (нефтехимической, нефтепереработке, пищевой и др.) [Матвеев С.А., 2009]. Тепловая энергия, отпускаемая с горячей водой, обычно используется в сфере ЖКХ, основные направления использования – системы отопления, вентиляции, кондиционирования и горячего водоснабжения. Сбыт тепловой энергии конечным потребителям может быть осуществлен как напрямую производителями тепловой энергии, так и ее перепродавцами. Ключевые группы потребителей – ЖКХ и население, промышленность, бюджетные потребители и сектор услуг. Системы теплоснабжения подразделяются на централизованные (обслуживается группа потребителей, есть тепловые сети, идущие от источников к разным потребителям) и децентрализованные системы (каждый потребитель обеспечивает себя тепловой энергией в индивидуальном порядке).
В исследованиях, касавшихся централизованных систем теплоснабжения, авторы безоговорочно относят сегмент транспортировки тепловой энергии по тепловым сетям к естественной монополии. В этом случает наблюдается соблюдение правила субаддитивности издержек, которое является результатом высоких постоянных издержек на строительство и обслуживание инфраструктуры, а также относительно низких переменных издержек непосредственно на транспортировку тепловой энергии. Средние издержки снижаются при росте выпуска, что приводит к отрицательной зависимости средних издержек от выпуска [Hellmer, 2013; Magnusson, 2013, Wissner, 2014]. Однако свойство субаддитивности издержек не будет выполняться для любого объема спроса: при расширении географических границ рынка средние издержки могут начать расти по причине того, что любая система централизованного теплоснабжения имеет свой радиус эффективного теплоснабжения (от определенного источника тепловой энергии). Это связано с ростом потерь в тепловых сетях при увеличении дистанции ее передачи [Magnusson, 2013; Wissner, 2014]. В данном случае необходимо определить границы, в которых тепловая сеть перестает обладать признаками естественной монополии.
В сегменте производства тепловой энергии в рамках централизованных систем теплоснабжения также наблюдаются высокие капитальные издержки на строительство энергетического источника, а также присутствуют достаточно высокие постоянные затраты на его обслуживание. Именно высокие капитальные издержки обеспечивают выполнение второго условия естественной монополии – устойчивости по отношению к входу потенциального конкурента. При этом для производства тепловой энергии требуется использование топливно энергетических ресурсов, что приводит к высоким переменным издержкам [Wissner, 2014]. Как следствие, производство тепловой энергии может как обладать признаками естественной монополии для определенного объема спроса, так и нет – это зависит от объема и динамики постоянных и переменных затрат.
Вместе с этим тепловые сети и источники тепловой энергии в большинстве случаев нецелесообразно рассматривать как два обособленных сегмента. Системы централизованного теплоснабжения являются локальными, ограничены определенными территориальными рамками (муниципальное образование или его часть). Тепловые сети и источники тепловой энергии централизованных систем обладают высокой зависимостью, поэтому в комплексе система часто рассматривается как локальная естественная монополия. Настроить оптовый конкурентный рынок теплоснабжения по примеру газового рынка или электроэнергетики технически в большинстве случаев невозможно [Wissner, 2014].
Естественная монополия в случае отсутствия регулирования во многих случаях будет устанавливать монопольные цены, тем самым приводя к потерям аллокативной эффективности за счет повышения затрат и снижением выпуска по сравнению с общественным оптимумом (по сравнению с совершенной конкуренцией). Возникает необходимость в выборе таких способов регулирования, которые смогут предотвратить получение излишней ренты теплоснабжающей организацией, а также существует потребность в выборе механизмов перераспределения излишка между потребителями и производителем (способы регулирования, направленные на повышение аллокативной эффективности).
Сложившиеся проблемы в сфере теплоснабжения в России как результат действовавших ранее методов тарифного регулирования сферы
Основной закон, регулирующий сферу теплоснабжения в России, -федеральный закон от 27.06.2010 190-ФЗ «О теплоснабжении». Подходы к ценообразованию в сфере теплоснабжения детализируются в Постановлении Правительства Российской Федерации от 22.10.2012 № 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения» (далее – ПП-1075).2
До 2014 года ценообразование определялось Постановлением Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации». С 1995 года и до 2015 года основным методом, в соответствии с которым назначался размер тарифа в сфере теплоснабжения, являлся метод экономически обоснованных затрат («затраты плюс») (в 75% случаев по данным ФСТ России применялся данный метод). Дополнительными методами, предусмотренными в законодательстве, являлись метод индексации (в 25% случаев по данным ФСТ России), а также метод доходности инвестированного капитала и метод аналогов, которые за исключением нескольких пилотных проектов не применялись по причине отсутствия необходимых методик и иных подзаконных актов.
В 2014-2015 годах в России начали вводить новые методы тарифного регулирования, применяемые вместо используемого ранее метода «затраты плюс». Данные методы получили название долгосрочных, преимущественно сформированы по затратному принципу (два метода – метод индексации, метод обеспечения доходности инвестированного капитала), за исключением метода сравнения аналогов. Метод индексации отличается от рассмотренных в первой главе данного исследования стимулирующих методов, и в главах 2 и 3 под методом индексации понимается метод, используемый в России. Метод сравнения аналогов можно отнести к стимулирующим методам, но его применение запланировано в ограниченном числе случаев и для небольших теплоснабжающих организаций. Ожидалось, что новые методы позволят организациям или начать модернизацию своих мощностей (дадут стимулы к привлечению средств), или повысить эффективность своей текущей деятельности (в зависимости от применяемого метода). Однако несколько последних лет в России также обсуждается более широкое применение стимулирующего регулирования в сфере теплоснабжения (по методу «альтернативной котельной»), которое должно или заменить действующие методы, или дополнить их.
Вне зависимости от используемого метода регулирования тарифов в России при формировании размера тарифа отдельной организации учитываются общие для региона ограничения по росту тарифа, установленные Правительством Российской Федерации в целом по стране и ФАС России в разбивке по регионам. Последняя определяет максимальную величину роста тарифов на тепловую энергию (мощность) в среднем для каждого субъекта федерации на следующий год.
Региональные органы исполнительной власти по тарифам (региональные службы по тарифам, далее - РСТ) определяют значения тарифов по определенным группам потребителей по каждой теплоснабжающей организации (далее - ТСО) и по каждому регулируемому виду деятельности.
Действующее законодательство предполагает, что тарифы регулируются в рамках всего производственного процесса (за исключением тарифов на теплоноситель в виде пара и на пар для промышленных потребителей). В начале 2015 года был введен закон, которым запланирована постепенная отмена регулирования тарифов на теплоноситель в виде пара и на пар для промышленных потребителей (до 2018 года цены не должны превышать ценовой потолок, а после 2018 года должны быть обеспечены свободные цены). Так, в настоящее время в сфере теплоснабжения регулированию подлежат: - тарифы на тепловую энергию или мощность (здесь и далее), которая поступает населению, бюджетным организациям, другим теплоснабжающим организациям и прочим потребителям от теплоснабжающих организаций; - тарифы на тепловую энергию от теплоэлектростанций (ТЭС мощностью от 25 МВт); - тарифы на услуги по передаче теплоэнергии и теплоносителя; - плата за услуги по поддержанию резервной мощности (отдельные случаи требуют поддержания определенного уровня тепловой мощности); - плата за подключение к системам теплоснабжения; - до 2018 года - тарифы на теплоноситель, поставляемый потребителям, а также другим теплоснабжающим организациями (для промышленных потребителей пара в настоящее время действует переходный период, после 2018года -свободные цены).
Потребители, кроме населения, проживающего в многоквартирных домах (МКД), платят по тарифам за тепловую энергию. Население, проживающее в МКД, платит не за тепловую энергию, а за услугу отопления (потребителем тепловой энергии является исполнитель коммунальной услуги, который расплачивается за тепловую энергию перед ТСО). К набору действующих методов долгосрочного тарифного регулирования относятся (выбор конкретного метода зависит от нормативно заданных критериев, устанавливаются от 3-5 лет и более): метод индексации; метод обеспечения доходности инвестированного капитала (разновидность ROR); метод сравнения аналогов. Для отдельных теплоснабжающих организаций сохраняется метод «затраты плюс». В ниже рассмотрены особенности применяемых в настоящее время в России методов тарифного регулирования в сфере теплоснабжения. Конкретный метод утверждается ФАС России или региональной службой по тарифам на основе заявок, поступивших от теплоснабжающей организации, выбор метода зависит от ряда критериев (от размера установленных мощностей и протяженности сетей, принадлежащих ТСО, критериев надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, иных критериев) (Таблица 3).
Описание модели и эмпирические гипотезы исследования
В предыдущих главах диссертационного исследования приведена сравнительная характеристика методов тарифного регулирования с точки зрения их стимулирующих свойств и распределения рисков. В данной главе с учетом ограничений по данным в российской сфере теплоснабжения будет проведен анализ сравнительной привлекательности параметров методов тарифного регулирования для участников отрасли. В качестве индикатора привлекательности альтернативных тарифов будет рассматриваться объем инвестиций, на которые согласен инвестор в рамках инвестиционного соглашения (как показатель ожидаемой будущей прибыли).
Как показано ранее, правила регулирования тарифов оказывают двоякое воздействие на стимулы к инвестициям. Во-первых, выручка регулируемой организации должна покрывать финансирование проекта. Во-вторых, система тарифного регулирования должна предоставлять не только ресурсы, но и стимулы для инвестиций. Регулируемая организация должна сохранять право на прибыль, полученную благодаря инвестициям, но необоснованно не завышать текущие расходы и инвестиционные планы (что соответствует модели Лаффона и Тироля, рассмотренной в первой главе). Ранее использовавшийся в сфере теплоснабжения России метод «издержки плюс» с ограничениями может решать первую задачу, но не решает вторую: тариф изменяется в соответствии с изменением затрат, и инвестор не заинтересован в снижении издержек и в повышении качества, так как его деятельность в данном случае не будет сопровождаться дополнительной прибылью.
В данной главе будет показано, как переход к долгосрочным методам регулирования тарифов, подробно рассмотренный во второй главе данной работы, сможет повлиять на решение организации-инвестора, которая действует в российской сфере теплоснабжения. Анализ будет проведен на примере концессионных соглашений,8 предполагающих передачу собственности государства или муниципалитетов в срочное управление частному лицу в обмен на инвестиции. Доля муниципальной собственности в теплоснабжении России высока, особенно в небольших муниципалитетах, поэтому случай концессий в теплоснабжении является достаточно показательным примером.
С 2014 года на законодательном уровне введено требование, согласно которому муниципалитеты обязаны размещать конкурсы на заключение концессионных соглашений на едином портале государственных торгов. Данное обстоятельство позволило для данного исследования собрать единую базу данных о большинстве заключенных и планируемых к заключению концессионных соглашений в 2014-2015 годах в сфере теплоснабжения, а также отдельных конкурсов за предыдущие годы. Требования к конкурсной документации предполагают, что в обязательном порядке должна содержаться информация о тарифном регулировании. Присутствие такого требования и информации позволило собрать базу для проверки сформированных в исследовании гипотез.
По состоянию на конец 2015 года конкурсов на заключение концессионного соглашения в сфере теплоснабжения в России было достаточно мало, а в некоторых регионах России к данному процессу еще не приступали. Несмотря на это был составлен набор наблюдений, по которым можно сделать отдельные выводы о реакции потенциального инвестора на различные параметры тарифного регулирования в комбинации с инвестиционными обязательствами, задаваемые концедентом.
Анализ вынужденно проводится на основе использования информации только об одной группе поставщиков – организаций, готовых управлять имуществом муниципалитетов, а, следовательно, не включает данных о ТЭЦ (которых практически нет в собственности муниципальных образований).
Договор концессии предполагает передачу муниципального (реже государственного) имущества частному инвестору на определенный срок и с условием выполнения определенных обязательств (по эксплуатации и обновлении имущества, взятого в концессию). Ключевой закон – Федеральный закон от 21 июля 2005 года № 115-ФЗ «О концессионных соглашениях». В сфере теплоснабжения договор концессии или аренды предусмотрен для производства и передачи тепловой энергии, а также для горячего водоснабжения. В 2012 году нормативно были уточнены вопросы тарифного регулирования в случае передачи имущества муниципалитета частному инвестору. Причина – организации принимают принципиально новые решения в рамках конкурсов за концессии, а в иных случаях теплоснабжающие организации продолжают уже существующую деятельность, поэтому нельзя сделать выводы о том, как тарифы влияют на их решения на ретроспективных данных за короткий период. Этот факт ограничивает возможности интерпретации полученных результатов с учетом того, что у ТЭЦ и котельных существуют различия в структуре издержек, наблюдаются различные возможности снижения затрат. Как следствие, далее в работе более подробно не проводится анализ широкого круга исследований, касающихся одновременно проблем теплоснабжения и электроэнергетики. Тем не менее, общие характеристики спроса и то, что тарифы в сфере теплоснабжения для концессионеров формируются на тех же принципах, что и для других участников рынка, дают основания предполагать, что сделанные выводы можно распространить за пределы использованной выборки.
Законодательство о концессиях в России было принято в 2005 году (Федеральный закон от 21.06.2005 №115-ФЗ «О концессионных соглашениях в России», далее – ФЗ-115), но наибольшее число заключенных концессионных соглашений в сфере теплоснабжения приходится на 2014-2015 годы. Причиной тому стали запоздавшие к выпуску необходимые подзаконные акты, включая акты по тарифному регулированию [Центр ГЧП в России, 2015].
Концессионное соглашение в сфере теплоснабжения предполагает обязательства муниципалитета или государственного органа по передаче организации в срочное управление неэффективных объектов теплоснабжения. Данные объекты должны находится в государственной или муниципальной собственности. Обязательное условие при передаче – организация берет на себя обязательства по модернизации объектов. Преследуемые цели – повышение эффективности использования объектов теплоснабжения, привлечение частных инвестиций, повышение качества услуг.
Влияние применения долгосрочных параметров регулирования тарифов на решение потенциального инвестора в сфере теплоснабжения
Тарифы в теплоснабжении, формируемые на основе долгосрочных параметров регулирования, были введены в том числе для увеличения горизонта планирования деятельности организации. В связи с тем, что тарифы в концессии назначаются на весь срок действия соглашения, для проверки важности фиксирования параметров на длительные сроки было проверено влияние переменной «срок концессии» на вероятность положительного решения концессионера. Влияние срока соглашения оказалось значимым, зависимость носит нелинейный характер (вероятность привлечения инвестора увеличивается до определенного срока, после происходит снижение, что характеризуется положительным знаком при переменной Years и отрицательным знаком при переменной Years_sqrt). Это можно объяснить поиском баланса между необходимостью окупить долгосрочные инвестиции (высока доля невозвратных затрат [Joskow, 2007]) и растущей неопределенностью в концессии по мере увеличения срока контракта [Williamson, 1976]. Гипотеза 2.1. частично подтверждена (переменная t (срок) из указанной выше модели оказывает влияние).
Также предполагается, что важно задать темпы роста НВВ на весь период действия соглашения. Однако гипотеза о том, что темпы роста НВВ влияют на решение потенциального концессионера, не подтвердилась (гипотеза 2.2.) – переменная TR_all незначима, и более того, коэффициент для предельного эффекта при переменной не достигает 0,01. То есть изменение темпов роста НВВ на 1 п.п. не повлияет на вероятность изменения решения потенциального инвестора даже на 1%. Из чего можно сделать вывод о том, что инвестор не воспринимает метод в должной мере долгосрочным, ожидая пересмотра ранее заданной траектории роста НВВ. В действующей системе регулирования наиболее близкий к ожидаемым темпам роста тарифа (Р) параметр – темп роста НВВ – оказался незначим, что говорит о том, что тариф в целом в большей мере носит краткосрочный и затратный характер, потенциальный инвестор ожидает пересмотра размера тарифа в дальнейшем. Ожидание пересмотра может быть связано с целым набором причин – регулятор имеет право менять решения по составляющим затрат регулируемой организации, неизменными остаются лишь заданные на весь срок долгосрочные параметры регулирования; возможно отклонение планового отпуска теплоэнергии от фактического отпуска, что также повлияет как на значение фактической НВВ, так и на фактические темпы ее роста. Данный вывод подтверждается также исследованием Фонда энергетического развития (от 2016 года), в котором отмечается, что фиксация НВВ не позволяет говорить о долгосрочном тарифе, не дает предсказуемости ни бизнесу, ни потребителям.
Значение нормы прибыли (переменная PR_all) оказывает положительное влияние на решение инвестора (гипотеза 2.3.). При этом среди рассмотренных переменных, характеризующих включение нормы прибыли, значимой оказалась заданная норма прибыли на весь срок концессионного соглашения (включено среднее значение за весь период), просто факт указания нормы прибыли на вероятность принятия решения инвестором не влияет. Данный параметр относится к гарантированию затрат на длительный период времени. Инвестор на основе нормы прибыли может предположить, какой объем ожидаемой прибыли он получит: чем выше обещаемый заранее уровень отдачи за счет фиксированного объема получаемой прибыли, тем с большей вероятностью потенциальный
Размер коэффициента эффективности операционных расходов оказался значимым, его влияние на вероятность решения является отрицательным, что ожидаемо – организация предпочтет не снижать уровень операционных расходов, заложенных в тарифную выручку (гипотеза 2.4.). Данный вывод также соотносится и с предыдущим предпочтением, связанным с положительной реакцией на рост нормы прибыли при принятии решения. Отрицательное решение при введении коэффициента эффективности операционных расходов в частности 114 объясняется тем, что данный коэффициент в существующих конкурсах обычно устанавливается не на основе оценки возможностей по росту эффективности расходов, а равным 1% в год (то есть безотносительно к начальным условиям возможностей повышения эффективности). В терминах рассмотренной выше модели потенциальный инвестор предпочитает, чтобы ему максимально возмещали фактические расходы. Инвестор в рамках заданного метода тарифного регулирования предпочитает наличие гарантий того, что определенный уровень затрат, который он понесет, будет ему возмещен. В терминах модели Армстронга и Саппингтона, рассмотренной в первой главе, организация является не склонной к риску, и риски будущих изменений оказывают на решение инвестора значительное влияние (и он принимает отрицательное решение). При этом стоит отметить, что повышение размера коэффициента эффективности операционных расходов на 1 п.п. приводит к тому, что вероятность принятия потенциальным инвестором положительного решения снижается на 9% (в любой из спецификаций модели).
Переменная, обозначающая наличие требований к повышению энергоэффективности, оказалась значимой в отдельных спецификациях в отличие от требований к повышению надежности (переменная незначима). При этом вероятность поступления заявок на конкурс выше там, где требования по энергоэффективности заданы. Можно объяснить это тем, что такие требования обязательны, поэтому инвестор предпочтет узнать о них заранее. Более того требования по энергоэффективности позволяют сохранить полученную экономию в тарифе, данный параметр можно отнести к стимулирующей части в составе тарифа (гипотеза 2.5.). Введение в частности это переменной в эмпирический анализ позволяет проверять предположения, основанные на модели Лафонна-Тироля, которые подчеркивают целесообразность использования подхода, использующего меню